受访专家和企业负责人表示，随着全球经济由局部性复苏走向整体性复苏，未来一段时期用电量还将继续保持稳定增长态势。近期，在相关政策“组合拳”支持下，电力供应紧张局面得到一定程度缓解，但部分地区电力需求超预期增长，电力供应仍将处于“紧平衡”状态，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，完善电力辅助服务市场刻不容缓。

统筹考虑“双碳”目标和电力保供。在国家“碳中和、碳达峰”目标要求下，新能源将加快发展，但煤电企业仍然发挥着不可或缺的电力基础保障作用。目前，应让煤电作为能源供应中的“压舱石”角色在电价上体现出来，进而让煤电成为新能源发电的“稳定器”，共同构建成本可接受、资源充沛的电力系统调节体系，推动火电厂加快转型，加大进行火电灵活性改造力度，提升电力系统调节能力。另外，应推动火电厂积极建设新能源发电项目，早日转型为新型绿色电厂。

加大用电高峰时期煤炭对发电的保障力度，适当提高煤炭中的电煤比重。充分发挥进口煤保供稳价的调节作用，协调建立进口煤向发电终端用户倾斜的政策，形成对迎峰度夏、度冬期间国内电煤供应的有力支持。继续解决好煤价过快上涨问题，打破煤炭企业利益联盟，平抑过高的煤价，确保现有火电机组稳定供应。

当然，这并不意味着，我国会重新大上煤电项目。自然资源保护协会气候与能源项目主管黄辉说，从近中期来看，煤电与可再生能源之间并不是简单此消彼长的关系，煤电退出不会一蹴而就，而是一个渐进的过程。“除了依靠技术进步来适应大环境的变化，引导成本下降、以高灵活性保障电力安全的同时让路可再生能源之外，更需要配套的市场和政策体系支持。”

完善新能源消费政策、市场机制，消除就地消纳和跨区域消纳障碍。必须加快研究和制定与清洁能源发展相关的国家标准，出台促进清洁能源消费的价格引导和鼓励政策，打破区域保护，从负荷侧促进清洁能源消纳。另外，拓宽西部新能源电力外送渠道，进一步健全完善市场交易机制，加强跨省区资源优势互补、电力互济，提高外送电新能源占比，进一步扩大现有直流输电通道新能源外送电规模。

加快推进电价市场化改革，加强需求侧管理。11月24日，中央深改委第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出要改革完善煤电价格市场化形成机制。不少发电企业负责人认为，燃煤发电市场交易价格标志着电力市场化改革迈出了重要一步，应继续完善电价市场化改革，让更多优质企业获得电力方面的支持。

黄辉说，一方面，通过相关约束和引导政策，促进用户侧实施节能改造，提高设备能效，减少不必要的能耗；另一方面，通过市场化运作机制体现用户侧辅助服务价值，引导用户侧资源参与调节，扩大参与需求响应用户的覆盖面，加大实时需求响应能力建设，削减尖峰负荷，避免盲目增加煤电。

 

在全球能源危机愈演愈烈、各国碳减排压力持续增大的背景下，对有限的能耗指标进行合理配置，腾出用能空间以保障低能耗、高产出的高质量项目，无疑具有现实意义。早在2016年，我国就确定河南、浙江、福建、四川4省开展用能权有偿使用和交易制度试点。最近一段时间，完善用能权有偿使用和交易制度的要求，出现在多个政策文件中，建设全国用能权交易市场的进程正在加快。